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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA. RECINTO UNIVERSITARIO SIMÓN BOLIVAR

FACULTAD DE ELECTROTECNIA Y COMPUTACIÓN.

Tesis para Optar al Título de Ingeniero Eléctrico.

Tema:

“Pruebas para el Diagnóstico de Fallas en Transformadores de Distribución hasta 500

kva”, para una Empresa de Servicio en Nicaragua.

Autor: Número de Carnet:

EDGARD DAVID SEVILLA SÁNCHEZ. 94-11502-7.

Tutor: ING. RAMIRO ARCIA LACAYO.

Fecha: FEBRERO DE 2018.

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INDICE:

Capítulo I. Generalidades del Transformador de Distribución. 1.1 Introducción. 1.2 Objetivos. 1.2.1 Objetivo General 1.2.2 Objetivos Específicos 1.3 Antecedentes. 1.4 Justificación. 1.5 Marco teórico. Capítulo II. El Transformador de Distribución. 2.1 Definición de Transformador. 2.2 El Transformador Elemental. 2.3 Componentes Básicos del Transformador de Distribución. 2.4 Clasificación de los Transformadores. 2.5 Tipos de Diagnósticos. 2.6 Reglas de Seguridad en el Sitio de Trabajo. 2.7 Inspección Visual externa del Transformador de Distribución. Capítulo III. Pruebas de Diagnóstico de Falla en Transformadores de Distribución. 3.1 Pruebas de Diagnóstico de Falla en Transformadores de Distribución. 3.2 Ensayos Físico-Químico. 3.2.1 Prueba Rápida de PCB.

3.2.2 Color.

3.2.3 Aspecto Visual.

3.2.4 Número de Acidez.

3.2.5 Rigidez Dieléctrica del Aceite.

3.2.6 Factor de Potencia a 25° C y 100°C.

3.3 Cromatografía de Gases Combustibles Disueltos (DGA). 3.3.1 Método de la IEC-60599. 3.3.2 Método de la IEEE C57.104.91. 3.3.2.1 Método de los Gases Claves. 3.3.2.2 Método de Rogers. 3.3.2.3 Método de Triángulo Duval.

3.4 Equipo Analizador de Gases Disuelto Transpor- X de Kelman.

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3.5 Ensayos Eléctricos.

3.5.1 Polaridad del Transformador.

3.5.2 Grupo de Conexión.

3.5.3 Relación de Transformación.

3.5.4 Resistencia Óhmica.

3.5.5 Resistencia de Aislamiento.

3.5.5.1 Índice de Polarización.

3.5.5.2 Índice de Absorción.

Capítulo IV. Costo de Pruebas de Diagnóstico en Transformadores de Distribución. 4.1 Definición de Costo. 4.2 Elementos de un Producto o Servicio.

4.2.1 Materiales Directos.

4.2.2 Materiales Indirectos.

4.2.3 Costos Indirectos de Fabricación.

4.2.4 Mano de Obra Directa.

4.2.5 Mano de Obra Indirecta.

4.3 Cálculo del costo de Pruebas de Diagnóstico en Transformadores de Distribución.

Conclusiones.

Bibliografía.

Anexos.

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Capítulo I. Generalidades del Transformador de Distribución.

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1.1 Introducción.

Los Transformadores en particular son un medio técnico que hizo su aparición en la

primera década del siglo pasado, la actitud asumida históricamente, ante el diagnóstico ha

dependido básicamente de factores económicos, independientemente de las repercusiones

sociales que pueda tener la salida de servicio por avería, el desgaste prematuro, el

envejecimiento precoz de este medio técnico.

Dada la importancia del transformador dentro de un sistema eléctrico y de la creciente

presión que la competencia global ejerce sobre la industria, surge el “diagnóstico” para

garantizar la calidad óptima del equipo, para mantenerse en competencia y facturar

ganancias, en tanto el usuario lo hace para mantener la producción.

El Diagnóstico surge como el seguimiento organizado con mediciones periódicas de

variables de estado del sistema y su comparación con unos patrones establecidos, para la

determinación del instante en que se debe producir el mantenimiento. Por lo tanto, consiste

en subsanar el fallo cuando este aún se encuentra en estado insipiente, esto no implica

necesariamente intervención en el equipo, sino más bien pruebas de diagnóstico para

detectar cuando se van a presentar fallas en los equipos y definir el momento en que se

deben intervenir o realizar las correcciones pertinentes.

En la primera parte de este trabajo investigativo se abordará las generalidades de los

Transformadores de Distribución, la segunda parte se hará una breve descripción de la

clasificación de los Transformadores, tipos de diagnósticos y reglas de seguridad en el sitio

de trabajo. En la tercera parte se abordará las pruebas Básicas de diagnóstico de

Transformadores de Distribución y se hará una comparación con normas Nacionales e

Internacionales usadas en la actualidad (En Nicaragua). En la cuarta parte conoceremos los

costos del servicio de las pruebas de diagnóstico de Transformadores de Distribución, en el

anexo mostraremos un ejemplo práctico, donde se aplica toda la teoría expuesta en este

trabajo.

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1.2 Objetivos.

1.2.1 Objetivo General.

- Analizar las pruebas básicas para diagnóstico de falla de un Transformador de

Distribución dentro de un sistema electro-energético, realizadas en el país

(Nicaragua).

1.2.2 Objetivos Específicos.

- Verificar las características establecidas en las especificaciones y normas técnicas

que se utilizan en el país, para Transformadores de Distribución hasta 500 KVA.

- Determinar la confiabilidad, emisión de diagnóstico y recolección de datos para la

elaboración de pronósticos de funcionamiento de Transformadores de Distribución

hasta 500 KVA.

- Conocer los costos de las Pruebas de Diagnóstico para Transformadores de

Distribución hasta 500 KVA.

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1.3 Antecedentes.

El Diagnóstico es una de las técnicas más antiguas empleadas por el hombre, siendo

los griegos los primeros en definirla por este nombre que significa “A través del

conocimiento”, esta técnica surge inicialmente como una necesidad del hombre para

reconocer y detectar males y deficiencia funcionales del organismo humano y,

posteriormente, de los medios técnicos creados por él. En las ciencias médicas donde el

diagnóstico tuvo mayor acogida y por tanto donde se ha acumulado mayor experiencia y

desarrollo particularmente dentro de la llamada medicina curativa de la cual es una de sus

partes, pues ella se divide en Diagnóstico y Tratamiento. Estas partes están indisolublemente

unidas entre sí y evidentemente la primera, y más importante, es el diagnóstico ya que de él

depende la institución del método de prevención de males en desarrollo.

Las técnicas de diagnóstico se han ido perfeccionando en la medida que el hombre

ha desarrollado su conocimiento científico, empleando técnicas más completas y complejas.

El diagnóstico técnico aplicado a equipos electro-energéticos, y en especial a

Transformadores de distribución, es el perfeccionamiento de las tareas de mantenimiento y el

control del estado de los medios técnicos, o sea, el Mantenimiento por diagnóstico. Mientras

que su importancia radica en que, por una parte el índice de prevención de fallos aumenta a

la vez, que por otra las tareas de mantenimiento se flexibilizan en dependencia del estado

real de los equipos. Todo ello conduce a una disminución de los gastos totales por

mantenimiento.

Actualmente en nuestro país hay un crecimiento económico en el sector público,

comercial e industrial, por lo que también existe una alta demanda de recurso humano, pero

Nicaragua tiene el inconveniente que hace falta recurso humano calificado, derivado de esta

necesidad nos planteamos la elaboración de este trabajo, respaldados en los estudios de

Ingeniería Eléctrica y en la investigación científica.

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1.4 Justificación.

La electricidad es una forma de energía fundamental para prácticamente cualquier

actividad económica actual, y que para su manejo desde el punto de vista de producción

hasta el punto de consumo, requiere de transformadores de distribución. La gran mayoría de

estos sumergidos en aceite dieléctrico, características que hace de estas máquinas, fáciles

de diagnosticar su operación para un adecuado mantenimiento del sistema integral del

transformador de distribución, que ayudan a extender su vida útil.

Dado que en Nicaragua solo existe una Empresa Estatal ENATREL, que brinda el

servicio de diagnóstico para Transformadores de Distribución, quien atiende a todas las

Empresas del Sector Estatal y Privado, razón por la que el personal altamente capacitado

sólo se encuentra en dicha Institución, con lo antes descrito nos vemos obligados a realizar

nuestra investigación, la cual será una guía teórica y práctica en el cual Ingenieros en

Mantenimiento y Técnicos en Mantenimiento podrán consultar, ya que en este documento se

incluye el conocimiento científico, normas Nacionales e Internacionales y las habilidades de

diagnóstico que se adquieren con el tiempo. Incluso dependiendo del espíritu emprendedor

se puede valorar la compra de algunos equipos de prueba, para crear una empresa de

pruebas de diagnóstico de fallas en Transformadores de Distribución, esto va depender de la

de la visión económica.

1.5 Marco Teórico.

Los Transformadores desempeñan un papel muy importante en el transporte,

distribución y suministro de la energía eléctrica, la invención de este constituyó un hito

tecnológico que contribuyó de sobremanera a la expansión de la energía eléctrica y creó las

condiciones para realizar nuevas invenciones y aplicaciones donde dicha energía fuese la

fuente inicial. El Transformador de Distribución, como cualquier otra máquina creada por el

hombre, necesita de cuidados apropiados para asegurar su buena operación y durabilidad.

Un transformador en buenas condiciones ayuda de manera importante a proporcionar las

condiciones de desarrollo de la sociedad.

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Capítulo II. El Transformador de Distribución. (Según Norma NOM – 002 – 2010 - 3.2)

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2.1 Definición de Transformador.

Es una máquina estática que por acoplamiento electromagnético entre dos o más

bobinas, permite efectuar una transferencia de energía entre estos, variando en general sus

parámetros de entrada y salida.

Un transformador es un sistema complejo en el cual se producen una gran variedad de

fenómenos diferentes en forma simultánea, cuyos efectos interactúan entre sí, tales como;

Físico-Químico, eléctricos, magnéticos, electromagnéticos, electrodinámicos y térmicos.

2.2 El Transformador Elemental.

Figura #1. Representación de un Transformador Elemental. (Fuente Propia).

Fmm= N1x Im

Φm= Fmm/R

El flujo magnético interactúa sobre ambos arrollamientos generando fuerzas

electromotrices (F.e.m) proporcionales a su número de espiras.

Valor Instantáneo. Valor eficaz.

E1= N1x(𝝏∅/𝝏𝒕). E1= 4.44xFxN1xϕm.

E2= N2x(𝝏∅/𝝏𝒕). E2= 4.44xFxN2xϕm.

La relación de transformación está dada por:

V1 / V2, E1 / E2, N1 / N2, I2 / I1 = a.

2.3 Componentes Básicos del Transformador de Distribución.

a. Circuito Magnético.

La conforma el núcleo, el cual está hecho de laminaciones de acero al silicio de grano

orientado; las láminas se aíslan por ambos lados con la finalidad de reducir las pérdidas por

corriente parásitas y así conducir el flujo magnético generado.

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Figura #2. Circuitos Magnéticos. (Fuente Propia).

b. Circuito Eléctrico.

Compuesto por los devanados primarios y secundarios, se fabrican de cobre o

aluminio; forrándose de papel o barnizándose, dependiendo si es seco o sumergido en

aceite, de la tensión de operación y la potencia. La función que deben cumplir los devanados

es la de crear un flujo Magnético en el primario y por inducción electromagnética dar origen a

una fuerza electromotriz (f.e.m), en el secundario.

Figura #3. Circuitos Eléctricos. (Catálogo de Essex Group, 1998).

Figura #4.Combinación del Circuito Eléctrico y Magnético. (Fuente Propia).

c. Sistema de Aislamiento.

Todos los transformadores poseen materiales aislantes que forman el sistema de

aislamiento. Dichos aislamientos aumentan a medida que se aumenta la capacidad del

transformador. A continuación se mencionan algunos materiales aislantes:

- Cartón Dieléctrico.

- Papel Kraft.

- Papel Creepe.

- Barniz.

- Porcelana

- Termoplástico.

- Aceite Dieléctrico.

Este sistema aísla eléctricamente a los devanados, al núcleo y partes de acero que

forman la estructura.

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Figura #5. Sistemas de Aislamientos. (Catálogo de Essex Group, 1998 y Fuente Propia).

d. Tanque y Accesorios.

El tanque tiene la función de contener y preservar al aceite Dieléctrico y el conjunto

núcleo- bobinas. A demás, está constituido por los siguientes elementos (Accesorios).

1. Boquillas de Porcelana A.T. y B.T.

2. Cambiador de Derivaciones (Taps).

3. Terminales de A.T. y B.T.

4. Indicadores de Nivel

5. Válvula de Alivio

6. Válvula de Muestreo de Aceite.

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Figura #6. Tanques y Accesorios del Transformador. (Catálogo de Orto, 2008).

Figura #7. Ubicación Física de los Transformadores en un Sistema Electro-energético. (Fuente Propia)

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2.4 Clasificación de los Transformadores.

En función de la Capacidad del Equipo:

Fuerza o Potencia.

Distribución.

En función del número de fases:

Monofásico.

- Auto-protegido.

- Convencional.

Trifásico.

En función de los sistemas de disipación de calor:

Sumergidos en Aceite Dieléctrico.

Enfriados por aire.

En función de las condiciones de servicio:

Para uso Interior.

Para uso Exterior.

En función de los lugares de instalación:

Para Instalarse en Poste.

Para instalarse en Subestación.

Para instalarse en un Pedestal.

Figura #8. Transformador de Potencia. (Fuente Propia). Figura #9. Transformador de Distribución. (Fuente Propia).

https://es.images.search.yahoo.com/images/view;_ylt=A2KLj9OAzKNXa3oApT6V.Qt.;_ylu=X3oDMTI0Y2k1NGNiBHNlYwNzcgRzbGsDaW1nBG9pZANlZjY4YjE5ZGEzZGI4YjdkYzAyMDc2ZWIzNzRkNzE2MgRncG9zAzE0MQRpdANiaW5n?.origin=&back=https://es.images.search.yahoo.com/search/images?p=SUNBELT.+TRANSFORMERS&fr=yfp-t-777&nost=1&tab=organic&ri=141&w=318&h=291&imgurl=www.abb-conversations.com/wp-content/uploads/2013/09/ABB_liquidfilled_transformer1.jpg&rurl=http://www.manualguide1000.com/search/liquid-filled-distribution-transformers-padmount-substation-&size=14.0KB&name=...+Liquid+Filled+Distribution+Transformers+Padmount+Substation+|+Manual&p=SUNBELT.+TRANSFORMERS&oid=ef68b19da3db8b7dc02076eb374d7162&fr2=&fr=yfp-t-777&tt=...+Liquid+Filled+Distribution+Transformers+Padmount+Substation+|+Manual&b=121&ni=192&no=141&ts=&tab=organic&sigr=132cldr0n&sigb=13fk7oud3&sigi=12mf04hdk&sigt=12fbbma7g&sign=12fbbma7g&.crumb=9eUYJlPYltw&fr=yfp-t-777

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Figura #10. Transformador Convencional. Figura #11. Transformador Auto-protegido. (Fuente Propia). (Fuente Propia).

Figura #12. Transformador de Pedestal y Accesorios. (Catálogo Cooper, 2012).

Figura #13.Transformadores Seco. (Catálogo Eaton, 2011).

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Voltajes Normalizados en la Red de Distribución en Nicaragua.

1ϕ Alta Tensión

3ϕ Alta Tensión

14400 V 24940 V

7620 V 13200 V

2400 V 4160 V

Tabla#1. Voltajes Normalizados en Alta Tensión. (Fuente Propia).

1ϕ Baja Tensión

3ϕ Baja Tensión

120/240 V 240 V

240/480 V 208 V

277 V 480 V

380 V

Tabla#2. Voltajes Normalizados en Baja y Media Tensión. (Fuente ENEL 2016).

2.5 Tipos de Diagnósticos

Las tendencias del diagnóstico y las técnicas a emplear para su resultado exitoso han

devenido en mayor complejidad. Sin embargo el concepto de diagnóstico técnico no

revolucionó hasta finales del siglo XIX y comienzos del XX, y no fue sino por aspectos

económicos, por la necesidad de perfeccionar los pronósticos de funcionamiento, la

predeterminación del “Tiempo medio de vida”, la predicción de averías. A continuación se

describe brevemente los tipos de Diagnósticos:

Diagnóstico Provisional:

Este tiene como característica que siempre es el primero que se establece, a partir de

él instituye la conducta, procedimientos y pasos a seguir para llegar al diagnóstico final. Las

cuatro partes en que se divide el diagnóstico provisional, que se describen a continuación,

nunca se manifiestan por separadas, con una frontera definida entre cada una de ella,

siempre aparecen vinculadas e interactuando armoniosamente entre sí.

Diagnóstico por Intuición:

El diagnóstico de este tipo es muy difícil de establecer y requiere de una experiencia

extraordinaria para su aplicación, ya que el mismo se instituye a partir de un “simple

reconocimiento” de las manifestaciones típicas de un daño a mal. Esta es la forma más

antigua y difundida del diagnóstico, manifestándose por lo general de forma espontánea.

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Diagnóstico por Comparación:

Este tipo de diagnóstico consiste en la comparación del “Cuadro Sintomático” que se

presenta, con esquemas típicos de males ya conocidos. Es el método de diagnóstico con

mayores posibilidades de generalización debido a que el mismo es, por una parte, fácil de

divulgar por su sencillez de aplicación, por otra es la piedra angular de la automatización del

diagnóstico, ya que los “cuadros sintomáticos” conocidos y su reflejo sobre las cantidades

eléctricas, parámetros de funcionamiento medibles y controlables pueden ser almacenados

para detectar y diferenciar.

Diagnóstico por Raciocinio:

Este diagnóstico encierra el método a seguir en el estudio de un proceso desconocido,

es decir no descrito hasta el momento de su enfrentamiento. En él intervienen todos los

conocimientos, habilidades (por supuesto incluyendo la subjetividad) del investigador. Este

es la base del diagnóstico actual y que en él se concentran todos los aspectos gnoseológicos

del diagnóstico.

Diagnóstico por Hipótesis:

Es el que se establece cuando aún no se ha llegado a ningún diagnóstico por algunas

de las vías antes mencionadas. En este caso se establece una hipótesis, que debe ser

confirmada posteriormente, atendiendo a las “respuestas” (comportamiento) del objeto bajo

estudio ante las diferentes medidas sintomáticas de control que se adopten. Este es, en

última instancia, el resultado del Diagnóstico Provisional moderno, y en él los aspectos

metodológicos son cardinales.

Diagnóstico Final o Definitivo

Para llegar a este diagnóstico se debe, ante todo, haber transitado previamente por el

diagnóstico provisional, hay que tener al menos una creencia justificada que nos haya

permitido establecer un posible diagnóstico, ya que el criterio final y absoluto del diagnóstico

es el que se establece tras una detallada inspección visual en el objeto estudiado “Abierto”.

Hasta este momento tanto en la medicina como en el diagnóstico técnico, se debe haber

agotado todas las fases del diagnóstico provisional.

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Figura#14. Diagrama de Pruebas de Diagnóstico para Transformadores de Distribución.

2.6 Reglas de Seguridad en el Sitio de Trabajo

Figura #15. Equipos de Protección Personal. (Fuente Propia).

Figura #16. Diagrama Unifilar de Entrega de un Transformador para Prueba de Diagnóstico en el Sitio. (Curso de Transformadores de Distribución Cecacier, 2014 y Fuente Propia).

Métodos de Diagnóstico.

Tradicionales.

Métodos

Eléctricos. Métodos

Físicos-

Químicos.

Avanzados

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Cuando se realizan las actividades del diagnóstico de fallas de transformadores de

distribución, se debe aislar la zona de trabajo de las posibles fuentes de alimentación

externas y eliminar cualquier posibilidad de que la instalación pueda ser energizada de

alguna forma.

Corte Visible

Apertura en corte visible o en cortes efectivo de todas las posibles fuentes de tensión,

mediantes seccionadores, interruptores extraíbles u otros medios seccionadores.

Figura #17. Aparatos de Maniobra. (Catálogo ABB, 2013).

Bloqueo de Aparatos de Maniobra.

Enclavamiento o bloqueo de los aparatos que han realizado el corte visible o efectivo,

y señalización en el mando de los mismos. Busca asegurar que no puedan producirse cierres

intempestivos en los seccionadores, interruptores extraíbles etc. Por falla técnica, error

humano u otras causas imprevistas.

Verificación de Ausencia de Tensión

Permite comprobar que no haya tensión en aquella parte de la instalación eléctrica

sobre la que se van a realizar trabajos. La verificación se efectúa en el lugar donde se

realizara las actividades para el diagnóstico y en todos los puntos donde se ha abierto las

posibles fuentes de tensión. La comprobación debe efectuarse bajo el supuesto que hay

tensión.

Puesta a Tierra y en Cortocircuito

Tiene por objeto asegurar el efectivo drenaje a tierra de cualquier posible alimentación

externa sobre el lugar donde se van a realizar las actividades del diagnóstico.

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Delimitación y Señalización

Consiste en señalizar y delimitar la zona de trabajo o peligro (Bajo tensión) según los

casos con elementos que correspondan. La señalización se efectúa mediante placas,

carteles, adhesivos etc, de color y forma normalizada, con frases o símbolos con el mensaje

a cumplir, para prevenir el riesgo de accidente.

2.7 Inspección Visual Externa del Transformador de Distribución

Es recomendable una inspección visual de las partes externas del transformador y de

las instalaciones anexas, para una adecuada interpretación de los pronósticos de

funcionamiento del equipo. A continuación se hace un resumen de las actividades que se

incluyen en la inspección visual.

Figura #18.Transformador Trifásico de Distribución. (Seminario Omicron, 2011 y Fuente propia).

Realizar el levantamiento físico de anormalidades de la instalación.

Solicitar reportes o datos de pruebas anteriores (Sí los hay).

Realizar el levantamiento de datos de placa del Transformador de Distribución.

Revisar aisladores de alta y baja tensión.

Revisar aprietes de puntos de conexión de los cables.

Revisar la pintura.

Revisar la hermeticidad.

Revisar los Empaques.

Revisar las válvulas.

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Capítulo III. Pruebas de Diagnóstico de Fallo en Transformadores de Distribución.

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3.1 Pruebas de Diagnóstico de Fallo en Transformadores de Distribución.

Figura #19.Equipos de Pruebas para el Diagnóstico de Transformadores. (Seminario Meisa, 2007).

Los ensayos de Diagnóstico realizadas al aceite Dieléctrico forma parte del correcto

seguimiento y control. Estas deben realizarse para detectar la aparición de una falla

incipiente y así tomar las medidas correctivas, antes de ocurra un falla y deje fuera de

servicio el transformador de distribución. A continuación se detallan cada una de las pruebas

básicas de diagnóstico, que deben realizarse al aislamiento líquido junto con su parámetro de

aceptación, de acuerdo a las normas internacionales que utilizan actualmente en el país.

3.2 Ensayos Físico-Químico

Los líquidos aislantes que contienen PCB´S son fluidos minerales, sintéticos y

clorados, empleados en transformadores durante muchos años por tener la característica

aislante y refrigerante, pero actualmente prohibidos algunos de ellos (Askarel) por el peligro

que representa para la salud humana y para el medio ambiente.

3.2.1 Prueba de Bifenilos Policlorados (PCB’S).

Existen pruebas muy sencillas para determinar la presencia de PCB´S en aceites,

estas pruebas requieren pocos materiales y se requiere de personas capacitadas para

realizar las mismas. No son pruebas que permiten cuantificar la concentración de PCB’S,

pero sí muestran la presencia de estos:

Prueba de Densidad.

Prueba de Detección de Cloro.

Prueba de CLOR-N-OIL 50:

Esta última contiene un kit para detectar la presencia de PCB´S en los aceites de

transformadores. Se basa en el método 9079 US EPA SW-846, y los PCB´S se determinan

por contenido de cloro. Si da como resultado una coloración púrpura, indica ausencia de

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cloro y se tiene la certeza de que no hay PCB´S. El tiempo requerido para realizar el ensayo

es menor de a 5 minutos. Los niveles de concentración son de 20, 50, 100 y 500 ppm.

Figura #20. Kit de Prueba de CLOR-N-OIL 50. (Manual de Instrucciones, Dexil).

1. Instalación:

Remueva el contenido de la caja, revise el contenido de la caja para asegurarse que

todos los artículos estén allí (Que no falte ninguno). Coloque los dos tubos plásticos en los

sostenedores en el frente de la caja.

2. Preparación de la muestra:

Abrir la tapa negra del gotero del tubo N° 1, use la pipeta plástica y transfiera

exactamente 5ml (Hasta la línea) del aceite del transformador que será probado en el tubo.

Ponga de nuevo la tapa negra del dispensador de una manera segura.

3. Reacción:

Rompa el fondo de la ampolla #1(punto azul) en el tubo comprimiendo ambos lados

del tubo. Mezcle la solución agitando el tubo fuertemente por 10 segundos, luego rompa la

parte superior de la ampolla (Gris). Permita que proceda la reacción, agitándola por 50

segundos más (No más de 1 minuto).

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4. Extracción:

Remueva las tapas de ambos tubos y ponga la solución del tubo #2(La solución clara)

al tubo #1. Cierre la tapa (Bien apretada) en el tubo #1 y agítela con fuerza por 10 segundos

más. Ventile el tubo con cuidado, quitando la tapa parcialmente y cierre la tapa de manera

segura y agítela por 10 segundos más. Panga el tubo boca abajo con su tapa y deje en

reposo por 2 minutos. Si la capa de aceite esta debajo de la otra sustancia, descontinúe la

prueba en esta etapa, si ocurre que la otra sustancia esta debajo y el aceite arriba, entonces

continúe la prueba.

5. Análisis:

Abrir las tapas de los tubos#1 y #2, introducir 5ml de la sustancia del tubo #1 al tubo

#2, luego rompa el fondo de la ampolla del tubo #2 (sin color) y agite por 10 segundos,

posteriormente rompa la parte superior de la ampolla del tubo #2 (verde) y agítela 10

segundos.

6. Resultados:

Observe el color resultante de inmediato y compare con la tabla de color es para

determinar el grado de cloro, si la solución resultante es de color púrpura la muestra tiene

menos de 50 ppm de PCB´S, si la solución es de color amarilla o sin color puede contener

más de 50 ppm de PCB´S.

Prueba con el Analizador L2000-DX.

Este procedimiento se basa en los mismos principios químicos que los kits CLOR-N-

OIL 50, pero en lugar de utilizar una reacción colorimétrica, utiliza un electrodo de ión

específico para determinar el contenido de cloro. El equipo viene montado en pequeño

maletín portátil, equipado con todos los implementos para realizar el ensayo, los resultados

pueden ser impresos y conservados en la memoria del equipo. El tiempo de requerido para

efectuar el ensayo es de 20 minutos aproximadamente.

Figura #21. Equipo de Prueba Analizador L2000-DX. (Manual L2000-DX).

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A continuación se detallan los resultados de la Prueba de PCB´S. Usando Kit de

Prueba de CLOR-N-OIL 50. Para Aceite Dieléctrico de Transformadores de Distribución.

Pruebas en el Aceite Dieléctrico.

Presencia de PCB.

Método: EPA SW - 846 9079 US. Tipo: Clor - N - Oil 50

Resultado:

Positivo: Negativo: X

Positivo: Concentraciones superiores a 50 ppm.

Negativo: Concentraciones menores a 50 ppm.

3.2.2 Color.

Existe un método para realizar la prueba de color al aceite dieléctrico basado en la

norma ASTM D1500. Este método compara el color de la muestra de aceite con una escala

de colores de 0.5 al 8.0 (Figura # 22). El color del aceite dieléctrico es muy bajo casi

transparente por lo que su valor es menor 0.5. A medida que el aceite se envejece, este se

obscurece llegando a valores cercano 8.0. La prueba de color es un parámetro para medir el

deterioro del aceite. Sin embargo, no es del todo confiable. Un aceite malo que contiene

humedad puede tener un color claro.

Figura #22. Escala de Colores de la Degradación de los Aceites Dieléctricos. (Monografía Análisis Técnico y

Económico de la Recuperación de los Aceites Dieléctricos, Ecuador-2005).

PRUEBA NORMA ACEPTABLE DUDOSO INACEPTABLE

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COLOR ASTM D1500 ≤ 3.5 - > 3.5 Tabla#3. Valores del Color del Aceite Dieléctrico. (Norma ASTM D1500).

ACEPTABLE: El aceite dieléctrico presenta condiciones satisfactorias, que no causan ningún efecto

de deterioro sobre los materiales de celulosa y no requieren de ninguna corrección.

DUDOSO: El aceite dieléctrico manifiesta señas de incipiente deterioro ó alguna contaminación, lo

que podrá requerir de observación en sus tendencias ó corrección de acuerdo a un

diagnóstico global, y evitar el deterioro de la celulosa.

INACEPTABLE: El aceite dieléctrico muestra signo de evidente deterioro y/ó contaminación, lo que hace

necesaria la observación estrecha de su tendencia ó corrección inmediata de acuerdo a

un diagnóstico global, su condición puede ser causa del deterioro de la celulosa.

3.2.3 Aspecto visual.

La muestra de aceite dieléctrico debe revisarse visualmente para detectar turbidez,

partículas en suspensión, sedimentos o lodo, carbón, o agua libre en el aceite dieléctrico. La

norma ASTM D1524 indica que un aceite aceptable debe ser claro brillante y libre de

cualquier tipo de contaminación, de lo contrario, debe investigarse la causa.

Generalmente la turbidez indica la presencia de gotas de agua, carbono, lodo en el

fluido, siendo el carbón señal de presencia de arcos en el transformador.

Figura #23. Aspecto Visual del Aceite Dieléctrico. (Seminario Omicron, 2011).


ASPECTO VISUAL ASTM D1524 CLARO OBSCURO TURBIO Tabla #4. Aspecto Visual del Aceite Dieléctrico. (Norma ASTM D1524).

3.2.4 Número de Neutralización (Acidez).

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Cuando el aceite se envejece, algunos de los productos de oxidación que se forman

son ácidos, lo que significa que pueden reaccionar y neutralizarse con materiales alcalinos.

Los métodos estándares para calcular el número de neutralización o acidez utilizan el

hidróxido de potasio (KOH), que reacciona con los componentes ácidos que se encuentran

en el aceite. La cantidad de KOH necesarios para esta reacción está dada por un cambio de

color del indicador incluido en el aceite o por un cambio eléctrico medido por electrodos.

El número de acidez es expresado en miligramos de KOH por gramo de muestra de

aceite. La clasificación de los resultados se muestran en la tabla N°5. Los rangos

cuestionables e inaceptables indican que el aceite se ha oxidado y por la tanto es

recomendable una limpieza en el equipo con aceite caliente. El método utilizado en la norma

ASTM D 974 utiliza un proceso de titratación automatizada, en el cual se agrega hidróxido de

potasio hasta que ocurra un inesperado cambio de color, con lo cual se conoce la

concentración de ácidos en el aceite dieléctrico.


N° DE NEUTRALIZACIÓN Ó ACIDEZ (mg KOH/g muestra)

ASTM D974 ≤ 0.05 > 0.05 A ≤ 0.10 > 0.10

Tabla #5. Valores de N° de Neutralización ó Acidez del Aceite Dieléctrico. (Norma ASTM D974).

3.2.5 Rigidez Dieléctrica del Aceite.

El propósito de realizar la prueba de rigidez dieléctrica es evaluar la capacidad del

aceite para soportar un esfuerzo eléctrico, la cual se reduce si el aceite contiene agua,

partículas conductivas y cualquier tipo de contaminación. Existen dos métodos para realizar

la prueba de rigidez dieléctrica al fluido, el primero basado en la norma ASTM D877 y el

segundo descrito en la norma ASTM D1816.

Ambos métodos miden la rigidez dieléctrica, utilizando una celda de prueba en donde

se deposita la muestra de aceite y que contiene dos electrodos espaciados, los cuales son

expuestos a un voltaje cada vez mayor hasta que se produzca una descarga a través del

aceite de un electrodo a otro. Para el primer método de la norma ASTM D877 la distancia

entre electrodo en forma de disco es de 0.1 pulgadas y el voltaje sobre éstos se incrementa

en 3000V cada segundo.

El segundo método de la norma ASTM D1816 utiliza electrodo esférico con una distancia de separación de 0.04 ó 0.08 pulgadas y con una tasa de incremento de voltaje de 500V por segundo. El método de la norma ASTM D1816 es actualmente el más recomendado por ser más sensible a la humedad, compuestos polares y productos de oxidación del aceite. Asimismo la celda de prueba de este método incluye un agitador que permite que el aceite contaminado fluya a través los electrodos y sea considerado en el valor de la rigidez dieléctrica.

28

Figura #24. Equipo para medir la Rigidez Dieléctrica del Aceite. (Manual Equipo, Megger).

Tabla #6. Criterio de Norma ASTM D877. (Norma ASTM D877).

Tabla #7. Criterio de Norma ASTM D1816. (Norma ASTM D1816).

RIGIDEZ DIELÉCTRICA (SEPARACIÓN DE 2mm).

VOLTAJE PRIMARIO ACEPTABLE DUDOSO INACEPTABLE

≤ 69KV ≥ 40KV < 40KV ≥ 35KV

< 35KV

> 69 KV < 230KV

≥ 47KV < 47KV ≥ 42KV

< 42KV

≥ 230 ≥50KV < 50KV ≥ 45KV

< 45KV

A continuación se presentan los datos obtenidos al realizar la prueba de Rigidez Dieléctrica al fluido de 02 Transformadores de Distribución.

RIGIDEZ DIELÉCTRICA (SEPARACIÓN DE 2.5 mm).


KV ≥ 30KV < 30KV ≥ 25KV

< 25KV

RIGIDEZ DIELÉCTRICA (SEPARACIÓN DE 1mm).


≤ 69KV ≥ 23KV < 23KV ≥ 18KV

< 18KV

> 69 KV < 230KV

≥ 28KV < 28KV < 23 KV

≥ 230 ≥30KV < 30KV ≥ 25KV

< 26KV

29

Tabla #8. Resultados de Pruebas de Rigidez Dieléctrica. (Fuente Propia. Norma ASTM D877).

No. de

pruebas Tensión de Ruptura

1 30.00

2 22.10

3 19.70

4 15.00

5 18.80

6 19.00

Promedio 20.77

S 5.07

S/X 0.24

Cuando se obtienen los datos de la prueba, se procede estadísticamente a calcular el Promedio de los valores medidos.

Vamos a considerar que la X con barra arriba es igual a Promedio. Prom=(Prueb N°1+Prueb N°2+Prueb N°3+Prueb N°4+Prueb N°5+Prueb N° 6) / (N°Pruebs). Prom=(30+22.10+19.70+15+18.80+19)/6. Prom=(124.6)/6. De donde Prom = 20.77. Luego se procede a calcular la Desviación estándar (S).

S2=(30-20.77)2+(22.10-20.77)2+(19.70-20.77)2+(15-20.77)2+(18.80-20.77)2+(19-20.77)2/(6-1) S2 = (9.23)2 + (1.33)2 + (-1.07)2 + (-5.77)2 + (-1.97)2 + (-1.77)2 / (5) S2 = (85.1929) + (1.7689) + (1.1449) + (33.2929) + (3.8809) + (3.1329) S2 = (128.4134) / (5), S2 = 25.68268, S = √ (25.68268), S = 5.07. El valor mínimo permitido para la tensión de ruptura es ≥ 30 KV. El valor máximo permitido para S/X, para aceite nuevo ≤ 0.10 y para aceite usado ≥ 0.15 a ≤ 0.20. 3.2.6 Factor de Potencia a 25° C y 100°C.

La prueba del factor de potencia es un excelente indicador del estado del aceite

dieléctrico. Cuando el aceite es expuesto a un campo alterno, se dan perdidas dieléctricas

que causan dos efectos. La corriente resultante se desvía fuera de fase con el campo alterno

y la energía de las pérdidas se disipa como calor. La prueba del factor de potencia del aceite

dieléctrico es una medida directa de estas pérdidas.

No. de pruebas

Tensión de Ruptura

1 76.60

2 75.00

3 82.20

4 83.80

5 79.80

6 90.20

Promedio 81.30

S 5.48

S/X 0.07

30

El aceite dieléctrico nuevo, limpio y seco tiene un valor de factor de potencia bajo. Este

valor de factor de potencia se incrementa debido a la presencia de humedad u otro

contaminantes en el aceite y también como producto del envejecimiento y oxidación del

aceite. La prueba del factor de potencia se realiza generalmente a dos temperaturas; 25°C y

100°C. Sin embargo, la prueba realizada a 100°C es más sensible a los pequeños cambios

en las características del aceite.

El factor de potencia del aceite puede reducirse a través de la recuperación del aceite,

secado y limpieza del equipo con aceite caliente. Según la norma ASTM D924, la prueba es

realizada colocando la muestra de aceite en una celda de prueba la cual tiene dos cortezas,

una interna y otra externa con una separación en el medio en donde se deposita el aceite.

Cuando las dos celdas se energizan con corriente alterna, el aceite es expuesto a un campo

alterno, produciéndose así las pérdidas que son medidas por el instrumento de prueba.

Figuras #25. Equipo para medir el Factor de Potencia en el Aceite Dieléctrico. (Manual Delta-2000, Megger).

PRUEBA ACEPTABLE DUDOSO INACEPTABLE

FACTOR DE POTENCIA A 25°C

< 0.1% ≥ 0.1

≤ 0.3% > 0.3

Tabla #9. Valores del Factor de Potencia a 25°C. (Norma ASTM D924).

Tabla #10. Valores del Factor de Potencia a 100°C. (Norma ASTM D924).



≤ 0.5% > 0.5 ≤ 1 %

> 1

Tabla #11. Valores del Factor de Potencia a 20°C. (Norma IEC 60247).



< 3% ≥ 3

≤ 4% > 4

31

Tabla #12. Factor de Corrección del Factor de Potencia a 20°C. (Norma IEC 60247).

Temp. °C. Llenado

con ASKAREL

Tipo con Tanque

Conservador y

Respiración Libre

Tipo Sellado con

Empaquetadura ó Soldado

Intrumentos

0 1.56 1.57 1.67

1 1.54 1.54 1.64

2 1.52 1.5 1.61

4 1.48 1.44 1.55

6 1.45 1.37 1.49

8 1.43 1.31 1.43

10 1.38 1.25 1.36

12 1.31 1.19 1.3

14 1.24 1.14 1.23

16 1.16 1.09 1.16

18 1.08 1.05 1.08

20 1.00 1.00 1.00 1.00

21 0.95 0.96 0.98 0.97

22 0.9 0.91 0.96 0.93

23 0.85 0.87 0.94 0.9

24 0.81 0.83 0.92 0.86

25 0.76 0.79 0.9 0.83

26 0.72 0.76 0.88 0.8

27 0.68 0.73 0.86 0.77

28 0.64 0.7 0.84 0.74

29 0.6 0.67 0.82 0.71

30 0.56 0.63 0.8 0.69

31 0.53 0.6 0.78 0.67

32 0.51 0.58 0.76 0.65

33 0.48 0.56 0.75 0.62

34 0.46 0.53 0.73 0.6

35 0.44 0.51 0.71 0.58

36 0.42 0.49 0.7 0.56

37 0.4 0.47 0.69 0.54

38 0.39 0.45 0.67 0.52

39 0.37 0.44 0.66 0.5

40 0.35 0.42 0.65 0.48

42 0.33 0.38 0.62 0.45

44 0.3 0.36 0.59 0.42

32

A continuación se detalla un ejemplo práctico de la norma utilizada en el país, para

medir el Factor de Potencia del aceite dieléctrico de un Transformador de Distribución con

Tanque Conservador.

Factor de Potencia:

Equipo: Megger Modelo: Delta 2000. Serie: 5821364.

Criterio: Norma IEC 60247. Transformador: 500KVA. 3ϕ. TEMP ACEITE: 28°C.

Item

s

Pru

eb

a d

el

Ais

lam

ien

to

Mo

do

Co

ne

xió

n d

e P

rueb

as

Te

st

KV

Cap

acit

an

cia

(P

F)

% Factor de

Potencia 20°C % FP

Fact Corr. M

ed

ida

s

Co

nd

ició

n d

el A

isla

mie

nto

EN

G

GN

D

GA

R

US

T

Medidos

m A

Watt

1 OIL TEST. UST 10.15 115.07 0.09 0.063 0.7 0.44 0.004 Bueno.

Criterio Según Norma IEC 60247: Valor permisible de % de Factor de Potencia, ≤ 0.5%.

Resultado Obtenido: Factor de Potencia en el Aceite del Transformador de Distribución en Buen estado.

3.3 Cromatografía de Gases Combustibles Disueltos (DGA).

Para la realización de la mayoría estas técnicas se dispone, desde hace más de 40

años, de un método fiable y económico que, Sin interferir en el normal funcionamiento del

transformador, proporciona datos que informan de la existencia de defectos incluso aun

latentes, lo que permite disponer de tiempo para programar una acción que evite la pérdida

de producción. La técnica tiene la misma filosofía que la empleada en medicina. El aceite

aislante del transformador, como la sangre en el cuerpo, pasa por todos los sitios. Si en

algún punto se está produciendo un calentamiento anómalo (Temperaturas superiores a

140°C) o una pérdida del aislamiento, que puede dar lugar a descargas eléctricas, el aceite

aislante se descompone originando productos que permanecen disueltos en el aceite.

La descomposición Química del aceite no solo se sabe a la presencia de oxigeno,

agua y a los efectos de la temperatura, sino también a los fenómenos electromagnéticos; que

son resultante del diseño y operación del transformador. Los campos eléctricos producidos

por la corriente eléctrica y las corrientes de magnetización, generan descomposición del

aceite, la cual es detectada mediante el proceso de cromatografía de gases. La experiencia

ha conducido a concentrar este análisis en un grupo de gases que permiten obtener la

información suficiente para diagnosticar las condiciones de operación del transformador,

tales como:

33

1. Hidrocarburos e Hidrógenos:

Metáno CH4

Etano C2H6

Etileno C2H4

Acetileno C2H2

Hidrógeno H2

2. Oxido de Carbón:

3. Gases no Producidos por Fallos:

3.3.1 Método de la IEC- 60599-2007.

Se basa en tres relaciones entre los gases, en las cuales están involucrados el Hidrógeno, Metano, Etano y acetileno. Utiliza una tabla de interpretación del DGA (Tabla # 13) la cual es aplicable a todo tipo de equipamiento eléctrico aislado con aceite, con pequeñas diferencias en los límites de las relaciones de gases, dependiendo del tipo especifico de equipo.

Tabla # 13. Método de la IEC- 60599-2007. (Manual Transport-X.V1.4).

Nota 1: NS - No Significativo

Nota 2: Para Transformadores de medición, CH4/H2 < 0.2 para DP

Para los bushings, CH4/H2 < 0.07 para DP

Nota 3:Un incremento del valor C2H2 puede indicar que la temperatura del punto caliente es superior a 1000 °C.

Monóxido de Carbono CO

Dióxido de Carbono CO2

Nitrógeno N2

Oxígeno O2

Caso Falla Característica C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6

PD Descargas Parciales < 0.01 ó NS < 0.1 < 0.2

D1 Descargas de baja Energía > 1 0.1 - 0.5 > 1

D2 Descargas de alta Energía 0.6 - 2.5 0.1 - 1 > 2

T1 Falla Térmica T< 300 °C < 0.01 > 1 < 1

T2 Falla Térmica 300 °C< T< 700 °C < 0.1 > 1 1 - 4

T3 Falla Térmica T>700 °C < 0.2 > 1 > 4

34

La formación de CO2 y CO del papel aislante impregnado en aceite aumenta rápidamente la temperatura. Un valor de la relación CO2/CO menor de 3, se considera como una indicación de una probable falla que involucre el papel aislante con algún grado de carbonización. Cuando se sospecha una excesiva degradación del papel (CO2/CO

35

Tabla # 14. A continuación se brindan algunos ejemplos de fallas típicas que se pueden encontrar en los Transformadores de Distribución. (Manual Transport-X.V1.4).

TIPO FALLA EJEMPLOS

PD Descargas Parciales • Descargas en cavidades impregnadas de aceite como resultado de una impregnación incompleta, alta humedad en el papel, sobresaturación de aceite o cavitación.

D1 Descargas de baja Energía • Chispas o arcos entre malas conexiones de potencial diferente o flotante, a partir de anillos protectores, discos adyacentes de conductores del devanado, soldaduras dañadas, lazos cerrados en el núcleo. • Descargas entre sujetadores, bushings y tanque, HV y tierra dentro del devanado sobre las paredes del tanque. • Rajaduras en los bloques de madera, uniones de las barras aislantes, espaciadores del devanado. Descomposición del aceite, selector de interruptores de corriente.

D2 Descargas de alta Energía • Flasheo, rastreo o arcos de gran energía local. • Cortocircuitos entre LV y tierra, conectores, devanados, bushings y tanque, devanados y núcleo, cables de cobre y tanque, en el canal de aceite. Lazos cerrados entre dos conductores adyacentes alrededor del flujo magnético principal, los pernos aislados del núcleo, anillos metálicos sujetadores de las partes del núcleo.

T1 Falla Térmica T< 300 °C • Sobrecarga del transformador en situaciones de emergencia. • Bloqueo o restricción del flujo de aceite en los devanados. • Pérdidas de flujo en las barras amortiguadoras de los perros.

T2 Falla Térmica 300°C

36

Tiene el inconveniente de que los valores de las concentraciones de los gases para transformadores de diferentes edades varían de acuerdo al diseño y régimen de explotación de los mismos.

Gas Condición 1 Condición 2 Condición 3 Condición 4

H2 100 101 - 700 701 - 1800 > 1800

CH4 120 121 - 400 401 - 1000 > 1000

C2H6 65 66 - 100 101 - 150 > 150

C2H4 50 51 - 100 101 - 200 > 200

C2H2 35 36 - 50 51 - 80 > 80

CO 350 351 - 570 571 - 1400 > 1400

CO2 2500 2501 - 4000 4001 - 10000 > 10000

TGCD 720 721 - 1920 1921 - 4630 > 4630 Tabla # 15. Concentraciones Máximas de Gases en Aceite de Transformador. (Manual Transport-X.V1.4).

TGCD- Total de Gases Combustibles Disueltos.

Para la evaluación del estado de un transformador, ellos diferencian cuatro

condiciones:

Condición 1. El valor del Total de Gases Combustibles Disueltos (TGCD) se encuentra por debajo de los

niveles indicados para el trabajo satisfactorio del transformador (Ver tabla #15). Si algún gas

individual excede el nivel especificado, se requiere una investigación adicional.

Condición 2. TGCD dentro de este rango indica un nivel de gases combustibles mayor que el

normal. Si algún gas individual excede el nivel especificado, se requiere una

investigación adicional.

Condición 3. TGCD dentro de este rango indica un alto nivel de descomposición. Si algún gas individual excede el nivel especificado, se requiere una investigación adicional. Presencia probable de una falla. Condición 4. TGCD dentro de este rango indica una descomposición excesiva. Continuar la operación del equipo puede provocar una falla del mismo.

37

Tabla # 16. Acciones basadas en el TGCD. (Manual Transport-X.V1.4).

Condición TGCD (ppm)

TGCD Velocidad (ppm/día)

Intervalo de

Muestreo

Procedimiento de Operación

4 > 4630 > 30 10 - 30

Diario Diario

Considerar salida deservicio. Consultar fabricante.

< 10 Semanal Probar con extrema cautela. Análisis individual de los gases. Plan de parada. Consultar fabricante.

3 1921 - 4630 > 30 Semanal Probar con extrema cautela.

10 - 30 Semanal Análisis individual de los gases.

< 10 Mensual Plan de parada. Consultar fabricante.

2 721 - 1920 > 30 Mensual Probar con cautela.

10 - 30 Mensual Análisis individual de los gases.

< 10 Trimestral

1 720 > 30 Mensual Probar con cautela. Análisis individual de los gases. Determinar la dependencia de carga.

10 - 30 Trimestral Continuar operación normal.

< 10 Anual

3.2.2.1 Método de los Gases Claves. Este criterio de interpretación se fundamenta en la comprobación de los resultados obtenidos con esquemas desarrollados a partir de estudios de transformadores que han presentado fallas y simulaciones de laboratorio. Este método resulta muy útil en análisis preliminares. Los gases relacionados con posibles fallas incipientes son: • Arcos Eléctricos: Los gases predominantes son el Acetileno y el Hidrógeno. • Efecto Corona: El gas predominante es el Hidrógeno, con pequeñas cantidades de Metano y Etano. • Sobrecalentamiento del Aceite: Los gases predominantes son el Etileno, Etano, Metano y pocas cantidades de Hidrógeno y Acetileno.

38

• Sobrecalentamiento del Papel: El gas predominante es el Monóxido de Carbono. Se

compara el gráfico obtenido con los resultados del DGA, del transformador que se analiza, con los gráficos característicos de las diferentes fallas (Criterios de Diagnóstico de Gases Claves) y se obtiene el diagnóstico del equipo.

Tabla #17. Criterios de Diagnóstico de Gases Claves. (Manual Transport-X.V1.4).

0

10

20

30

40

50

60

Mono Carb Hidrógeno Metano Etano Etileno Acetileno

% D

e C

om

bu

stib

le.

Componente Clave: Acetileno.

Arco Eléctrico.

Mono Carb

39

Tabla #18.Criterios de Diagnóstico de Gases Claves. (Manual Transport-X.V1.4).

0

10

20

30

40

50

60

70


% D

e C

om

bu

stib

le.

Componente Clave: Etileno.

Sobrecalentamiento del Aceite.

Mono Carb

40

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90


% D

e C

om

bu

stib

le.

Componente Clave: Hidrógeno.

Descarga Parcial (Corona).

Mono Carb 0.2

Hidrógeno 86

Metano 13

Etano 0.5

Etileno 0.2

Acetileno 0.1

41



0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


% D

e C

om

bu

stib

le.

Componente Clave: Mono. de Carbono.

Sobrecalentamiento de Celulosa.

Mono Carb 92

Hidrógeno 6.7

Metano 1.2

Etano

42

3.3.2.2 Método de Rogers.

Utiliza tres relaciones de concentración de los gases para el diagnóstico.

Caso C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 Posible Falla

0 0.1

43

3.4 Equipo Analizador de Gases Disuelto Portátil (TRANSPORT X DE KELMAN).

Figura #27. Analizador de Gases Disueltos Portátil. Versión 1.4. (Manual Transport-X.V1.4).

El Transport-X utiliza una nueva tecnología para lograr estándares de operación

extremadamente altos y un equipo genuinamente portátil para proporcionar mediciones de

todos los gases de falla además de la humedad. Los gases son extraídos de una muestra de

aceite usando un método de equilibrio “headspace” dinámico propietario altamente estable,

para posteriormente medirlos usando el método de Espectroscopia Foto-Acústica.

El Transport-X está contenido en una maleta de transporte robusta y resistente a impactos. Los accesorios para las pruebas de Análisis de Gases Disueltos son almacenados dentro de un maletín de peso ligero separado. Estos accesorios incluyen una botella de prueba con conectores y tubos de conducción y una jeringa para extraer una muestra de aceite de 50 ml del equipo bajo prueba e inyectarla a la botella de prueba. El Transport-X contiene una PC y una pantalla digital (touch-screen) integradas. El software integrado contiene las instrucciones para guiar al usuario a través de la operación del sistema y los algoritmos para asistir en el diagnóstico del equipo. La PC tiene una base de datos interna que puede almacenar hasta 16,000 registros. Es posible establecer.

44

Figura #28. Menú Principal. Figura #29. Teclado. Figura #30. Datos. (Manual Transport-X.V1.4). (Manual Transport-X.V1.4). (Manual Transport-X.V1.4).

Figura #31. Pantalla Instru. Figura #32. Resultados. Figura #33. Impresora Térmica. (Manual Transport-X.V1.4). (Manual Transport-X.V1.4). (Manual Transport-X.V1.4).

Figura #34. Maletín de Accesorios. (Manual Transport-X.V1.4).

45

Figura #35. Botella de Prueba y Tapa con Conectores. (Manual Transport-X.V1.4).

Figura #36. Cilindro Con Mezcla de Gases Conectados al Transport- X a través de la Manguera Nafion. (Manual Transport-X.V1.4).

46

Comunicación con una PC externa vía su puerto USB permitiendo extraer resultados almacenados en la base de datos. Una impresora térmica integrada permite al usuario obtener una copia impresa de los registros de prueba almacenados en el instrumento. La alimentación auxiliar requerida por el equipo es de 110 V-240 V C.A., 47-63 Hz. Se tiene disponible una opción en la forma de un cable y transformador, para permitir al instrumento funcionar con una fuente de alimentación de 12 V tal como un encendedor de cigarros. Se tiene disponible el Kit de Verificación del Sistema, que permite al usuario verificar la operación del Transport-X. Otras opciones extra son los accesorios para la toma directa de muestras de gas y el enfriamiento forzado de las muestras de aceite. Es recomendable que la muestra sea analizada tan pronto como se haga su extracción para evitar la degradación del aceite. Sin embargo Kelman proporciona una jeringa de vidrio graduada como estándar que puede ser usada para el almacenamiento confiable de la muestra si se mantiene fuera del alcance directo de la luz del sol y temperaturas extremas.

Figuras #37. Fotos de Accesorios del TransporX. (Manual Transport-X.V1.4).

El Transport-X ha sido diseñado para ser un instrumento confiable fácil de usar en campo. Su computadora y su pantalla digital integradas muestran las instrucciones paso a paso además de proporcionarse una tarjeta con instrucciones en la tapa de la maleta. Una jeringa es proporcionada para la extracción e inyección de aceite. Siguiendo paso a paso las instrucciones proporcionadas, el Transport-X proporcionará resultados de análisis de gases disueltos confiables. El procedimiento de toma de muestras ha sido adaptado del estándar internacional IEC 567 para la toma de muestras de aceite de equipo eléctrico aislado en aceite para el análisis de gases disueltos. La correcta toma de muestras de aceite aislante es esencial para asegurar que una muestra representativa sea obtenida y proporcione una idea exacta de la condición total del aceite dentro del equipo. “Un Análisis de Gases Disueltos es tan bueno como la muestra tomada”.

47

Herramientas de Análisis Nota: Estas herramientas de análisis no son la opinión de Kelman, más bien están basadas en límites ajustados por el usuario y también en algoritmos y estándares establecidos. Seleccionando Funciones Avanzadas como se describió anteriormente, el operador puede usar las herramientas de software integradas para ayudar al análisis de los resultados de la medición de gases disueltos. Sin embargo, en este momento esta opción está sólo disponible para muestras de aceite de transformadores. Por lo tanto si el usuario ha introducido en Tipo de Equipo: Cambiador de Derivaciones (Tap Changer), Interruptor (Circuit Breaker) u Otro (Other), entonces las herramientas de análisis no aplican. Conforme el análisis de resultados del Análisis de Gases Disueltos de Cambiadores de Derivaciones e Interruptores se desarrolla, Kelman planea incorporarlo a las herramientas de Análisis del Transport-X.

Niveles de Precaución y Alarma La primera herramienta de diagnóstico está basada en los niveles de gases y es ajustable por el usuario. Los niveles de fábrica son programados inicialmente en Transport-X basados en el programa TOA 3 de Delta X Research. Cada nivel de gas tiene niveles pre-ajustados para Precaución (Caution) y Alarma (Warning). Si el valor de cualquier gas está sobre su nivel de precaución o alarma, este será marcado en amarillo (si está arriba de un nivel de precaución) o en rojo (si está arriba de un nivel de alarma). Ver figura #38. Una condición Normal, de Precaución o Alarma está basada entonces en estos niveles de alarma.

Figura #38. Resultados del DGA con niveles de Precaución y Alarma. (Manual Transport-X.V1.4).

Algoritmos de Análisis. El operador puede seleccionar la opción Diagnóstico (Diagnosis) mostrada en la figura siguiente para dar acceso a las herramientas de análisis Relaciones de Rogers, Método de los Gases Claves y Triángulo de Duval.

48

Figura #39. Opciones de Algoritmo de Análisis. (Manual Transport-X.V1.4).

Nota: Estos algoritmos están basados en algoritmos establecidos y están diseñados para ayudar en el diagnóstico de fallas de transformadores, no en la detección de fallas de transformadores. Si los niveles de gas son muy bajos y el transformador no parece tener una falla, entonces estos algoritmos no aplican. Los niveles ajustables por el usuario son muy útiles para este propósito. Por ejemplo, el Triángulo de Duval proporcionará siempre un código de falla, incluso si no hay falla en el transformador por lo que debe ser utilizado sólo si se sospecha ya de una falla.

Método de los Gases Clave IEEE C57.104-1991. Esta técnica permite tener una comparación visual de 4 resultados de falla “típicos” y examinar cual corresponde más cercanamente a los resultados del Transport-X los cuales son mostrados con barras azules. El usuario puede seleccionar entre las 4 opciones “estándar” disponibles usando las flechas para que sean mostradas con barras rosas a un lado de los resultados del Transport-X. El usuario puede seleccionar la opción que más le parezca o seleccionar Ninguno (None) si ninguno es aplicable.

Figura #40. Método de los Gases Clave, mostrando Sobrecalentamiento de la Celulosa

seleccionado por el usuario. (Manual Transport-X.V1.4).

49

Relaciones de Rogers IEEE C57.104-1991. Este método está basado en relaciones establecidas y las utiliza para determinar el tipo de falla.

Figura #41. Relaciones de Rogers con Código de Falla. (Manual Transport-X.V1.4).

Nota: Si los niveles de gases son bajos, la ventana de Relaciones de Rogers mostrará una advertencia de que los niveles podrían ser demasiado bajo para este algoritmo (ver figura #41). El código de falla seguirá mostrándose pero debe tenerse cuidado cuando se aplica.

Triángulo de Duval.

Este método usa un triángulo para trazar el punto de intersección de los valores de gases. En donde este punto cae, es el tipo de falla que el transformador podría tener.

Figura #42. Triángulo de Duval. (Manual Transport-X.V1.4).

Mientras que este método ha mostrado ser muy confiable, este debe ser usado únicamente cuando se sospecha de una falla ya que este siempre proporcionará un código de falla, incluso para transformadores en buenas condiciones. Por lo tanto el software del Transport- X indicará siempre un código para el método del Triángulo de Duval tanto en la

50

pantalla como en la impresión de resultados. Por lo tanto debe tenerse cuidado cuando se aplica este algoritmo.

3.5 Ensayos Eléctricos.

En este trabajo investigativo se presenta el desarrollo de las pruebas de diagnóstico

de Transformadores de Distribución, con la finalidad de presentar de forma más detallada

como se realizan en el sitio. Posteriormente los resultados obtenidos en cada una de las

pruebas serán los que evalúen el buen estado en el que se encuentra el equipo bajo prueba,

además se presenta al final un ejemplo práctico de un reporte técnico completo.

3.5.1 Polaridad del Transformador (+ ó -).

Figura #43. Polaridad Aditiva (Diagonal). Figura#44. Polaridad Sustractiva (Colinial). (Curso de Transformadores de Distribución Cecacier, 2014). (Curso de Transformadores de Distribución Cecacier, 2014).

La polaridad de un transformador es identificar el terminal por el cual entra la corriente

de la fuente y por cual terminal sale la corriente hacia la carga, entendiéndose como

polaridad a la dirección. Esta prueba se le aplica a transformadores nuevos, o que han sido

reparados o desarmados, dicho ensayo se hace con la finalidad de que no se han cometido

errores en la marca o identificación de los terminales. Se realiza para determinar la

disposición física del devanado primario respecto al secundario, es decir para saber si están

enrollados en el mismo sentido o no. Es importante determinar la polaridad de los

transformadores cuando se realiza acoplamientos en paralelo (Monofásico y Trifásico), o

cuando se realiza conexiones de banco trifásico.

En la determinación de las marcas de polaridad se pueden emplear tres métodos;

- Método del Golpe Inductivo.

- Con una Fuente de Voltaje Alterno.

- Por Comparación con un Transformador Cuyas Marcas se Conocen.

- Por medio del Equipo TTR (El más utilizado en el campo).

51

3.5.2 Grupo de Conexión.

El grupo de conexiones de un transformador están normalizadas por:

- ANSI C57.12.70. 1990. - CEI/IEC 76-1-1993. - AS-2374, PART 4-1997. Clasificado por grupos, los cuales nos indican el parentesco que tiene un

transformador y si es compatible para poner transformadores en paralelo, ya que solo

pueden entrar en paralelo transformadores que tengan el mismo grupo de conexión.

A cada grupo le corresponde su conexión y un número en el cual al multiplicarlo por

30° que es el desfase normal entre el devanado primario y secundario, obtenemos el desfase

del grupo (Secundario respecto Primario). A continuación se muestra la Conexión Dy5.

D- Conexión del Devanado Primario (Delta). Y- Conexión del Devanado Secundario (Estrella). 5- Número de Grados en desfase del Devanado Secundario respecto al Primario Entonces 5x30°= 150° desfase del devanado secundario con respecto al primario.

Figura#45. Conexión Dy5. (Manual TTR25, Megger).

3.5.3 Relación de Transformación (TTR).

Permite detectar cortocircuitos entre espiras, desequilibrios del cambiador de

derivaciones, circuitos abiertos. Este ensayconsiste en medir la relación de transformación

52

(a) de los devanados para las diferentes posiciones. La determinación de la relación de

transformación se puede hacer en los siguientes métodos:

- Método de los Dos Voltímetros.

- Método del Transformador Patrón de Relación Ajustable.

- Con el Equipo Denominado T.T.R. (Test Turn Ratio).

Figura #46. Equipo para medir la Relación de Transformación. (Manual T.T.R. 550005, Megger).

Sólo se mencionará el método del transformador patrón (T.T.R); ya que es el método

más usual y conveniente para determinar la relación de transformación (a) en un

transformador de distribución.

Principio de Operación del Transformador Patrón (T.T.R).

El T.T.R. Opera bajo el principio de dos transformadores con la misma relación de

transformación, que al conectarse en paralelo y ser excitados, con una pequeña diferencia en

la relación de alguno, circulará una corriente relativamente grande entre ambos. En la Figura

#47. El transformador patrón se conecta en paralelo con el transformador bajo prueba, con

un galvanómetro conectado en serie con las bobinas secundarias en ambos

transformadores. Al excitar las bobinas primarias y el galvanómetro no detecta deflexión (No

circula corriente a través de él), se puede decir que tienen las mismas relaciones de

transformación.

53

Figura#47. Esquema para la Prueba de Relación de Transformación. (Manual T.T.R. 550005, Megger).

Para equilibrar el galvanómetro en el T.T.R, es necesario variar la posición de los

selectores (S1,S2,S3 y S4). Al mover la posición de los selectores, lo que se hace es variar el

número de vueltas del devanado secundario del transformador patrón.

Actualmente con el desarrollo de la tecnología se han desarrollado probadores

digitales de relación de transformación monofásico y trifásico, los cuales hacen la medición

de forma automática entre ellos tenemos el TTR25, TTR300, 310, 320 y 330. En nuestra

investigación se usará el TTR25, para realizar las medidas fase por fase (Monofásico).

Figura #48. Equipo Digital para Medir la Relación de Transformación TTR25. (Manual TTR25, Megger).

54

Tabla # 22, 23, 24, 25, 26 y 27 (Fuente Propia).

TABLA #22. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TABLA#23. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

TRANSFORMADORES MONOFÁSICO 14400V/480V TRANSFORMADORES MONOFÁSICO 7620V/480V

Posición Voltaje

(V) Relación

(a) Porcentaje (%) Posición Voltaje (V) Relación (a) Porcentaje (%)

1 14400 30.0000 100.0000 1 8001 16.6687 105.0000

2 13800 28.7500 95.8333 2 7810 16.2708 102.4934

3 13200 27.5000 91.6666 3 7620 15.8750 100.0000

4 12870 26.8125 89.3750 4 7430 15.4791 97.5065

5 12540 26.1250 87.0833 5 7240 15.0833 95.0131

TABLA #24. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TABLA #25. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN


Posición Voltaje

(V) Relación


1 14400 60.0000 100.0000 1 8001 33.3337 105.0000

2 13800 57.5000 95.8333 2 7810 32.5416 102.4934

3 13200 55.0000 91.6666 3 7620 31.7500 100.0000

4 12870 53.6250 89.3750 4 7430 30.9583 97.5065

5 12540 52.2500 87.0833 5 7240 30.1666 95.0131

TABLA #26. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TABLA #27. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN


Posición Voltaje

(V) Relación


1 14400 120.0000 100.0000 1 8001 66.6750 105.0000

2 13800 115.0000 95.8333 2 7810 65.0833 102.4934

3 13200 110.0000 91.6666 3 7620 63.5000 100.0000

4 12870 107.2500 89.3750 4 7430 61.9166 97.5065

5 12540 104.5000 87.0833 5 7240 60.3333 95.0131

|A continuación se detalla un ejemplo real con el equipo automático TTR25, para medir

la Relación de Transformación:

55

Norma: ANSI C57.12.91.7. Marca: Megger. Modelo: TTR25.

Datos del Transformador:

Datos Generales:

Cliente: XXXXXX. Clave del Equipo: TR-S-001. Localización: Subestación “1”.

Técnicos:

Marca: Shihlin Electric. Potencia: 400 KVA. Número de Fases: 3.

Tipo de Enfriamiento: ONAF. Serie: XXXXXX. % (Z): 3.33.

Año de Fabricación: 2012. Tipo/Clase: Interior- Inmerso en Aceite.

Tensión y Conexión:

Alta: 13800 Voltios. Baja: (380Y- 220) Voltios. Grupo de Conexión: DYn5.

Conexión Alta: Delta. Baja: Estrella.

Temperatura:

Aceite: 38 °C. Ambiente: 36 °C. Devanado: 42 °C. Humedad: 60%.

Voltaje de línea

Taps Relación de Transformación

% Dev * Pass

Fase H X H

Cálculo Medición or

Volts Volts Relación Relación Error

A

14490

380Y-220

1

65.8636 65.9280 - 0.09% Pass

B 65.8636 65.9380 - 0.11% Pass

C 65.8636 65.9100 - 0.07% Pass

A

14145 2

64.2954 64.3600 - 0.10% Pass

B 64.2954 64.3500 - 0.08% Pass

C 64.2954 64.3400 - 0.07% Pass

A

13800 3

62.7272 62.9050 - 0.28% Pass

B 62.7272 62.9210 - 0.31% Pass

C 62.7272 62.8460 - 0.19% Pass

A

13455 4

61.1590 61.2980 - 0.23% Pass

B 61.1590 61.3000 - 0.23% Pass

C 61.1590 61.3000 - 0.23% Pass

A

13110 5

59.5909 59.6800 - 0.15% Pass

B 59.5909 59.7000 - 0.18% Pass

C 59.5909 59.6900 - 0.17% Pass

* Valor % Dev. Permitido +/- 0.5%

En alta tensión la conexión delta el voltaje de línea es igual al voltaje de fase

(14,490V) mientras que en baja tensión se utiliza el voltaje de fase (220V), ya que el ensayo

se hará fase por fase.

56

Calculando el Valor teórico, para la fase “A”, para las cinco posiciones:

a=V1/V2, 14,490V / 220V, a = 65.8636, de donde la derivación 1. 65.8636





Este mismo procedimiento se hace para la fase “B” y “C” sucesivamente.

Midiendo la fase “A” para obtener la relación de Transformación para las cinco

posiciones.

H1-H3 / X0-X1. Se obtienen los siguientes valores:

1. 65.9280

2. 64.3600

3. 62.9050

4. 61.2980

5. 59.6800

Midiendo la Fase “B” para obtener la relación de Transformación para las cinco

posiciones.


1. 65.9380

2. 64.3500

3. 62.9210

4. 61.3000

5. 59.7000

Midiendo la Fase “C” para obtener la relación de Transformación para las cinco

posiciones.


1. 65.9100

2. 64.3400

3. 62.8460

4. 61.3000

5. 59.6900

Para interpretar los resultados es necesario calcular el porciento de la diferencia que

existe entre los valores medidos y los teóricos, con la ayuda de la siguiente ecuación:

% Diferencia = (Valor teórico – Valor medido) / Valor teórico * 100.

Nota: El porciento de diferencia no debe ser mayor al 0.5%.

% Diferencia = (65.8636 - 65.9280) / 65.8636 * 100, de donde % Diferencia = -0.097.

Este es el procedimiento a seguir, para encontrar los valores sucesivos.

57

3.5.4 Resistencia Óhmica (R).

Esta prueba tiene la finalidad de verificar la resistencia óhmica de los devanados. Con

su aplicación se detectan los falsos contactos y espiras en cortocircuitos al compararse con

los datos anteriores en caso de no tenerlos considerarlos como iniciales. Se recomienda para

análisis de los resultados que el conjunto de pruebas se integre al expediente de cada

equipo, para vigilar su tendencia durante su vida en operación, haciendo uso de los formatos

establecidos.

Los valores para esta medida no se norman, se deben usar como referencia los

valores establecidos por el fabricante. El objeto de esta medición es calcular las pérdidas por

efecto Joule (RI2). Se realiza por temperatura, para obtener por comparación de resistencias

al calentamiento de los devanados.

Las mediciones de las resistencias deben hacerse con la mayor exactitud posible, al

igual que la temperatura a la cual se hace la medición ya que, como se sabe, la resistencia

del cobre varía con la temperatura. Para conocer la temperatura que tiene el cobre en el

momento de la medición, se mide la temperatura del aceite en el cual están sumergidas las

bobinas. Los métodos más usados para la medición de resistencias de los devanados de un

transformador son:

- Con Puentes de Kelvin y Wheatstone.

- Por el Método de la Caída de Tensión.

- Transformer Ohmeter (Medición Digital Automática)

A continuación se detalla un ejemplo real de medición de la Resistencia óhmica de un

Transformador, con un equipo digital automático.

Norma: ANSI C57.12.91.5. Marca: Megger Modelo: Transformer Ohmeter. Serie: 51024.

Datos del Transformador:

Datos Generales:

Cliente: XXXXXX. Clave del Equipo: TR-N°-05. Localización: Area de Cocina.

Técnicos:

Marca: Siemens. Potencia: 500 KVA. Número de Fases: 3.

Tipo de Enfriamiento: ONAN. Serie: XXXXXX. % (Z): 5.56.

Año de Fabricación: Feb-2007. Tipo/Clase: Subestación- Inmerso en Aceite.


Alta: 13200 Voltios. Baja: (480) Voltios. Grupo de Conexión: Dyn5.


Temperatura:


58

Valores Medidos en Ohms @ 34°C

Posición H1-H3 H2-H1 H3-H2 X1-X0 X2-X0 X3-X0

1 3.277 3.396 3.355 0.002170 0.002240 0.002225

2 3.221 3.342 3.297

3 3.179 3.289 3.237

4 3.118 3.237 3.133

5 3.061 3.171 3.125 (Fuente Propia)

Valores Corregidos en Ohms a 85 °C

Posición H1-H3 H2-H1 H3-H2 X1-X0 X2-X0 X3-X0

1 3.8142 3.9527 3.9050 0.002525 0.002607 0.002590

2 3.7490 3.8899 3.8375

3 3.7001 3.8282 3.7677

4 3.6291 3.7677 3.6466

5 3.5628 3.6908 3.6373 (Fuente Propia)

R85°C= Rm (T+T1) / (T+T2)

R85°C= Resistencia referida a 85°C. En Ohms. Rm= Resistencia medida a Temperatura del Devanado. En Ohms. T = Constante de temperatura de resistencia cero (Aluminio= 226, Cobre=234.5). T1= Temperatura referida a 85°C. T2= Temperatura del devanado en °C. Corrección de las Resistencias a la Temperatura de 85°C.

R85°C= 0.002170 Ω (234.5 °C+85 °C) / (234.5°C+40°C). R85°C= 0.002170 Ω (319.5°C) / (274.5°C). R85°C= 0.002170 Ω X 1.163934426, de donde R85°C= 0.002525 Ω. Este es el procedimiento a seguir, para encontrar los valores sucesivos.

3.5.5 Resistencia de aislamiento (RA):

La medición de la resistencia del aislamiento se lleva a cabo con un Megger. Este

aplica una tensión continua entre los devanados de alta - baja tensión, y devanados con

respecto a tierra. A través de las mediciones anteriores se obtienen los valores de la

resistencia de aislamiento. La medición obtenida con el Megger se compara con los valores

normados o estipulados.

59

¿Cómo opera un Probador de Resistencia de Aislamiento?

Figura #49. Equipo para medir la Resistencia de Aislación. (Catálogo, Megger, 2011).

El probador de aislamiento MEGGER es un instrumento portátil que proporciona una lectura directa de la resistencia de aislamiento en ohms, megaohms o teraohms (según el modelo usado) independientemente del voltaje seleccionado. Para un buen aislamiento, la resistencia generalmente da lectura en el rango de megaohms o más alto. El probador de aislamiento MEGGER es esencialmente un medidor de resistencia de rango alto (óhmmetro) con un generador de cd incorporado. El generador del instrumento, que puede operarse por manivela manualmente, batería o por línea, desarrolla un voltaje de cd alto que ocasiona varias corrientes pequeñas a través y sobre la superficie del aislamiento que se prueba. La corriente total la mide el óhmmetro que lleva una escala de indicación analógica, lectura digital o ambas. La resistencia óhmica que presenta la aislación eléctrica de un equipo, al aplicarle una

tensión continua de ensayo E. Su valor puede variar apreciablemente desde el instante en

que se aplica la tensión E hasta el momento en que tiende a estabilizarse.

El valor de RA en el instante de tiempo t, se obtiene de la relación entre la tensión E y

la corriente total instantánea IT (t) que toma la aislación.

RA =E / IT (t)

Medición única: Consiste en realizar una lectura de resistencia de aislación a los 60

segundos de la aplicada la tensión E sobre la muestra bajo ensayo.

El valor de la Resistencia de Aislamiento establecida en el país, se muestran a

continuación:

60

Tabla#28. Valores de Resistencia de Aislamiento. (Taller de Transformadores, ENATREL).

Mega - Ohms @ 20°C

Ítem Tiempo AT vs BT AT vs (BT+G)

BT vs (AT+G)

1 15 Seg. 2 30 Seg. 3 1 Min. 1000 1000 1000

Influencia de la temperatura: Dado que resistencia de aislación disminuye con el

aumento de la temperatura del aislante ensayado, el valor de resistencia medido se debe

corregir para una temperatura de referencia de 20°C.

RA(20°C)= RaT x K.

Influencia de la humedad: Si el Equipo está a una temperatura mayor que la de

condensación de la humedad del ambiente, los valores medidos no son mayormente

afectados por la humedad en contacto con las superficies de la aislación evaluada.

3.5.5.1 Índice de Polarización (IP).

A cada transformador de distribución se le practicará la prueba de índice de

polarización La implementación más simple de la prueba de tiempo-resistencia para un

aislamiento sólido se representa por la prueba popular Índice de Polarización (PI), que

requiere sólo dos lecturas seguidas por una división simple; La lectura de Diez-minutos se

divide entre la lectura de Un-minuto para obtener una relación. El resultado es un número

puro y se puede considerar independiente de la temperatura puesto que la masa térmica del

equipo que se está probando generalmente es tan grande que el enfriamiento total que tiene

lugar durante los diez minutos de la prueba es despreciable. En general, una relación baja

indica poco cambio, consecuentemente aislamiento pobre, mientras que una relación alta

indica lo opuesto.

Las referencias a valores PI típicos son comunes en la literatura, lo que hace que esta

prueba sea fácilmente empleada. Sin embargo, se dice “en general” porque como se

mencionó previamente hay materiales que exhiben muy poca o ninguna absorción

dieléctrica. Llevando a cabo una prueba en esos materiales produciría entonces un resultado

muy próximo a 1.

Relación entre la resistencia de aislación medida a los 10 minutos y la medida al minuto de aplicada la tensión continua E sobre la muestra bajo ensayo IP= R(10min) / R(1min)

61

Para Transformadores Sumergidos en Aceite el IP se determina que está en óptimas

Condiciones, cuando el valor obtenido en la prueba es mayor a 1.15 del valor establecido en

la norma ANSI C57.12.91.10.

3.5.5.2 Índice de Absorción (IAD).

Relación entre la resistencia de aislación medida a los 60 segundos (Un Minuto) y la

medida a los 30 segundos de aplicada la tensión continua E sobre la muestra baja ensayo.

IAD= R(1Min) / R(30 seg)

Conexión del Probador de Aislamiento.

Con los materiales aislantes modernos hay poca, si alguna, diferencia en la lectura obtenida, independientemente de la manera en que se conecten las terminales. Sin embargo, en los aislamientos antiguos, un fenómeno poco conocido llamado electro-endósmosis ocasiona que se obtenga una lectura más baja con la terminal positiva conectada al lado a tierra del aislamiento que se está probando.

62

Figura #52. Distintas Conexiones en Transformadores Monofásico de Distribución. (Catálogo, Megger, 2011).

63

Figura #53. Distintas Conexiones en Transformadores Trifásico de Distribución. (Catálogo, Megger, 2011).

Tabla #29. Factores de Corrección por Temperatura para Resistencia de Aislamiento. (Norma ANSI C57.12.91.10).

64

T (°C) K (1) K (2) T (°C) K (1) K (2) T (°C) K (1) K (2)

0 0.3000 0.1554 32 2.0503 0.6891 64 13.9404 3.0563

1 0.3184 0.1628 33 2.1857 0.7219 65 14.8000 3.2019

2 0.3371 0.1705 34 2.3260 0,7563 66 15.7213 3.3545

3 0.3567 0.1786 35 2.4700 0.7924 67 16.7039 3.5143

4 0.3775 0.1872 36 2.6172 0.8301 68 17.7459 3.6818

5 0.4000 0.1961 37 2.7703 0.8697 69 18.8452 3.8572

6 0.4244 0.2054 38 2.9327 0.9111 70 20.0000 4.0410

7 0.4508 0.2152 39 3.1081 0.9545 71 21.2104 4.2336

8 0.4789 0.2255 40 3.3000 1.0000 72 22.4850 4.4353

9 0.5087 0.2362 41 3.5108 1.0477 73 23.8344 4.6466

10 0.5400 0.2475 42 3.7389 1.0976 74 25.2691 4.8680

11 0.5728 0.2593 43 3.9816 1.1499 75 26.8000 5.1000

12 0.6076 0.2716 44 4.2362 1.2047 76 28.4370 5.3430

13 0.6450 0.2846 45 4.5000 1.2621 77 30.1881 5.5976

14 0.6856 0.2981 46 4.7715 1.3222 78 32.0607 5.8643

15 0.7300 0.3123 47 5.0534 1.3852 79 34.0622 6.1438

16 0.7786 0.3272 48 5.3495 1.4512 80 36.2000 6.4365

17 0.8308 0.3428 49 5.6638 1.5204 81 38.4800 6.7432

18 0.8857 0.3591 50 6.0000 1.5928 82 40.9018 7.0645

19 0.9424 0.3762 51 6.3617 1.6687 83 43.4636 7.4012

20 1.0000 0.3942 52 6.7509 1.7482 84 46.1637 7.7538

21 1.0581 0.4129 53 7.1692 1.8315 85 49.0000 8.1233

22 1.1176 0.4326 54 7.6184 1.9188 86 51.9775 8.5104

23 1.1802 0.4532 55 8.1000 2.0102 87 55.1279 8.9159

24 1.2471 0.4748 56 8.6153 2.1060 88 58.4895 9.3408

25 1.3200 0.4975 57 9.1639 2.2064 89 62.1008 9.7858

26 1.4000 0.5212 58 9.7448 2.3115 90 66.0000 10.2521

27 1.4877 0.5460 59 10.3571 2,4216 91 70,2083 10.7407

28 1.5834 0.5720 60 11.0000 2,5370 92 74.6778 11.2525

29 1.6874 0.5993 61 11.6738 2,6579 93 79.3431 11.7886

30 1.8000 0.6278 62 12.3840 2.7846 94 84,1389 12.3504

31 1.9213 0.6577 63 13.1373 2.9173 95 89.0000 12.9389

En donde:

K(1) es el Factor de Corrección para Transformadores sumergidos en líquido para una referencia a 20 ºC; K(2) es el Factor de Corrección para Transformadores secos para una referencia a 40 ºC.

65

Adsorción Dieléctrica IAD

Indice de Polarización IP

Estado del Aislamiento

IAD < 1.1 IP < 1 Peligroso

1.1 ≤ IAD < 1.25 IP < 1.5 Cuestionable

1.25 ≤ IAD < 1.4 1.5 ≤ IP < 2 Aceptable

1.4 ≤ IAD < 1.6 2 ≤ IP < 3 Bueno

1.6 ≤ IAD 3 ≤ IP < 4 Muy Bueno

4 ≤ IP Excelente

Tabla #30. Información del Estado de Aislamiento Brindada por IAD y IP. (Catálogo, Megger, 2011).

A continuación se detalla un ejemplo real con el equipo digital, para medir la

Resistencia de Aislamiento.

Norma: ANSI C57.12.91.10. Marca: Megger. Modelo: MIT 1020. Voltaje Máx: 5 KV DC.

Datos Generales:

Cliente: XXXXXX. Clave del Equipo: TR-S-001. Localización: Subestación “1”.

Técnicos:

Marca: Shihlin Electric. Potencia: 400 KVA. Número de Fases: 3.

Tipo de Enfriamiento: ONAF. Serie: XXXXXX. % (Z): 3.33.

Año de Fabricación: 2012. Tipo/Clase: Interior- Inmerso en Aceite.


Alta: 13800 Voltios. Baja: (380- 220) Voltios. Grupo de Conexión: DYn5.


Temperatura:


Tabla # 31. Valores Medidos a 36°C y en Giga – Ohms, sin corregir. (Fuente Propia).

0.25 4.980 6.570 2.390

0.5 6.590 8.500 3.580

1 8.290 12.040 4.420

2 10.000 13.770 5.200

3 11.020 14.590 5.670

4 11.820 15.160 6.020

5 12.450 15.530 6.300

6 12.980 15.900 6.550

7 13.430 16.100 6.760

8 13.830 16.420 6.960

9 14.200 16.680 7.110

10 14.550 16.920 7.250

66

Aplicando la formula RA(20°C)= RaT x K para cada valor de Resistencia de Aislamiento,

se obtienen los valores corregidos a 20°C.

RA(20°C) = 4.980 GΩ x 3.7389 = 18.620 GΩ . La fórmula se repite para todos los valores

sucesivos.

Obteniendo RA= E / IT (t), la cual es una medición única que se toma a los 6

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